RU2754656C1 - Method and system for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluid extracted from oil and gas well - Google Patents

Method and system for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluid extracted from oil and gas well Download PDF

Info

Publication number
RU2754656C1
RU2754656C1 RU2020120833A RU2020120833A RU2754656C1 RU 2754656 C1 RU2754656 C1 RU 2754656C1 RU 2020120833 A RU2020120833 A RU 2020120833A RU 2020120833 A RU2020120833 A RU 2020120833A RU 2754656 C1 RU2754656 C1 RU 2754656C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
flow
multiphase
fluid
produced
multicomponent
Prior art date
Application number
RU2020120833A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Денис Евгеньевич Сыресин
Иван Витальевич Врабие
Павел Евгеньевич Спесивцев
Жан-Филипп ХУССЕНЕ
Бертран Тевени
Виктор Викторович Корнеев
Николай Федорович Тарелко
Original Assignee
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority to RU2020120833A priority Critical patent/RU2754656C1/en
Priority to US17/243,630 priority patent/US11808149B2/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2754656C1 publication Critical patent/RU2754656C1/en
Priority to US18/471,320 priority patent/US20240011395A1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
    • E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/138—Devices entrained in the flow of well-bore fluid for transmitting data, control or actuation signals
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/20—Computer models or simulations, e.g. for reservoirs under production, drill bits
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/22—Fuzzy logic, artificial intelligence, neural networks or the like

Abstract

FIELD: production of multiphase and/or multicomponent fluids.SUBSTANCE: group of inventions relates to the extraction of multiphase and/or multicomponent fluids from oil and gas wells and is intended for measuring the flow rates of phases and/or components of extracted fluids. In accordance with the method, continuous primary measurements of pressure, temperature and at least one additional parameter of the flow of the extracted fluid are carried out at the wellhead by means of sensors installed on the flow line of the extracted multiphase and/or multicomponent fluid. At the same time, the flow rates of the phases and/or components of the extracted fluid are measured using a reference multiphase flow meter installed on the flow line of the extracted fluid. The dependence between the pressure, temperature and additional parameters of the extracted fluid flow measured during the primary measurements and the values of the flow rates of the phases and/or components of the extracted fluid measured by a reference multiphase flow meter is established. Subsequent continuous measurements of pressure, temperature and additional flow parameters of a multiphase and/or multicomponent extracted fluid are carried out by means of a set of sensors and the flow rates of the phases and/or components of the extracted fluid based on the established dependence is determined.EFFECT: invention ensures possibility of continuous flow measurements with high accuracy, as well as the possibility of conducting metrological studies and preserving an extensive set of data on component-by-component costs from the well, necessary for effective monitoring of the productivity of the well and the formation.4 cl, 7 dwg

Description

Изобретение относится к добыче многофазных и/или многокомпонентных флюидов из нефтегазовых скважин и предназначено для измерения расходов фаз и/или компонент добываемых флюидов.The invention relates to the production of multiphase and / or multicomponent fluids from oil and gas wells and is intended to measure the flow rates of phases and / or components of the produced fluids.

Продукция скважины при добыче выходит на поверхность в виде потока многофазной и/или многокомпонентной смеси по трубопроводу. В устье скважины на поверхности требуется определять параметры этого потока для контроля добычи. Данные об объемах добычи каждой компоненты служат для анализа и прогнозирования эксплуатации скважин.Well production during production comes to the surface in the form of a flow of a multiphase and / or multicomponent mixture through a pipeline. At the surface of the wellhead, it is required to determine the parameters of this flow to control production. Production data for each component is used to analyze and predict well performance.

Из уровня техники известен способ контроля продуктивности скважин (патент РФ 2338873), предусматривающий использование расходомеров малой точности, размещенных на выходных трубопроводах контролируемых скважин, образующих куст, и расходомера высокой точности, выход которого подключен к магистральному трубопроводу. Такой подход позволяет переключать расходомер высокой точности между скважинами в случае изменения параметров потока на конкретной скважине и мониторить расходы с каждой скважины. За счет этого достигается существенное удешевление системы мониторинга продуктивности группы скважин. К недостаткам подхода относится невозможность проведения точных непрерывных измерений на каждой скважине в режиме реального времени из-за наличия расходомеров низкой точности и только одного расходомера высокой точности. Также предложенный способ может оказаться достаточно затратным в связи с необходимостью использования высокоточного многофазного расходомера.A method for monitoring well productivity (RF patent 2338873) is known from the prior art, which involves the use of low-precision flow meters located on the outlet pipelines of controlled wells forming a cluster, and a high-precision flowmeter, the output of which is connected to the main pipeline. This approach allows you to switch a high-precision flow meter between wells in the event of a change in flow parameters for a specific well and monitor flow rates from each well. Due to this, a significant reduction in the cost of the system for monitoring the productivity of a group of wells is achieved. The disadvantages of this approach include the impossibility of making accurate continuous measurements on each well in real time due to the presence of low-precision flow meters and only one high-precision flow meter. Also, the proposed method can be quite costly due to the need to use a high-precision multiphase flow meter.

В патенте РФ 2513812 описаны система и способ определения расходов в скважинах, снабженных электрическими погружными насосами, соединенными с двумя манометрами: один перед насосами и один после. Расходы могут быть рассчитаны в режиме реального времени при помощи математической модели, которая использует разницу давления на манометрах и значение мощности, потребляемой насосом. Недостатком данной системы является необходимость использования оборудования и систем датчиков (например, манометры насоса), расположенные на значительном удалении друг от друга и к тому же изначально непредназначенным для решения задач метрологии и определения расходов. Это может приводить к низкой точности измерения.RF patent 2513812 describes a system and method for determining flow rates in wells equipped with electric submersible pumps connected to two pressure gauges: one in front of the pumps and one after. Flow rates can be calculated in real time using a mathematical model that uses the pressure difference on the gauges and the power consumption of the pump. The disadvantage of this system is the need to use equipment and sensor systems (for example, pump manometers) located at a considerable distance from each other and, moreover, not originally intended for solving metrology problems and determining costs. This can lead to poor measurement accuracy.

Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении возможности проведения непрерывных измерений расходов с высокой точностью, а также возможности проведения метрологических исследований и сохранения обширного набора данных о покомпонентных расходах со скважины, необходимых для эффективного контроля продуктивности скважины и пласта.The technical result achieved by the implementation of the proposed invention consists in providing the possibility of continuous measurements of flow rates with high accuracy, as well as the possibility of conducting metrological studies and storing an extensive set of data on the component flow rates from the well, necessary for effective control of the productivity of the well and the formation.

Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, на устье скважины посредством датчиков, установленных на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, осуществляют непрерывные первичные измерения давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока добываемого флюида. Одновременно измеряют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида посредством эталонного многофазного расходомера, установленного на линии потока добываемого флюида. Устанавливают зависимость между измеренными в процессе первичных измерений давлением, температурой и дополнительными параметрами потока добываемого флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера. Осуществляют последующие непрерывные измерения давления, температуры и дополнительных параметров потока многофазного и/или многокомпонентного добываемого флюида посредством набора датчиков и определяют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида на основе установленной зависимости.The specified technical result is achieved in that in accordance with the proposed method for measuring the flow rate of a multiphase and / or multicomponent fluid produced from an oil and gas well at the wellhead by means of sensors installed on the flow line of the produced multiphase and / or multicomponent fluid, continuous primary pressure measurements are performed, temperature and at least one additional parameter of the flow of the produced fluid. At the same time, the values of the flow rates of the phases and / or the component of the produced fluid are measured by means of a reference multiphase flow meter installed in the flow line of the produced fluid. A relationship is established between the pressure, temperature and additional parameters of the produced fluid flow measured during the primary measurements and the values of the phase flow rates and / or the components of the produced fluid, measured by a reference multiphase flow meter. Subsequent continuous measurements of pressure, temperature and additional parameters of the flow of the multiphase and / or multicomponent produced fluid are carried out by means of a set of sensors and the values of the phase flow rates and / or the component of the produced fluid are determined based on the established relationship.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения для установления зависимости между измеренными в процессе первичных измерений давлением, температурой и дополнительными параметрами потока и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида дополнительно осуществляют изменения параметров потока добываемого флюида в скважине и проводят дополнительные измерения давления, температуры и дополнительных параметров потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, а также дополнительные измерения значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида посредством эталонного многофазного расходомера.In accordance with one embodiment of the invention, to establish the relationship between the pressure, temperature and additional flow parameters measured during the primary measurements and the values of the phase flow rates and / or the component of the produced fluid, the parameters of the produced fluid flow in the well are additionally changed and additional pressure and temperature measurements are taken and additional parameters of the flow of the produced multiphase and / or multicomponent fluid, as well as additional measurements of the value of the flow rates of the phases and / or components of the produced fluid by means of a reference multiphase flow meter.

Система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, в соответствии с настоящим изобретением содержит набор датчиков, чувствительных к давлению, температуре и по меньшей мере одному дополнительному параметру потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и установленных на линии потока добываемого флюида на устье скважины. Система также содержит эталонный многофазный расходомер, предназначенный для измерения значений расходов фаз и/или компонент добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и установленный на линии потока добываемого флюида на устье скважины, а также вычислительный модуль, предназначенный для сбора и обработки результатов измерений и установления зависимости между измеренными давлением, температурой и дополнительными параметрами потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера.The system for measuring the flow rates of a multiphase and / or multicomponent fluid produced from an oil and gas well, in accordance with the present invention, comprises a set of sensors that are sensitive to pressure, temperature and at least one additional flow parameter of the produced multiphase and / or multicomponent fluid and installed in the flow line of the produced fluid at the wellhead. The system also contains a reference multiphase flowmeter designed to measure the values of phase flow rates and / or a component of the produced multiphase and / or multicomponent fluid and installed on the flow line of the produced fluid at the wellhead, as well as a computing module designed to collect and process measurement results and establish dependence between the measured pressure, temperature and additional parameters of the flow of the produced multiphase and / or multicomponent fluid and the values of the flow rates of the phases and / or components of the produced fluid measured by the reference multiphase flow meter.

Система может дополнительно содержать обучающую систему, предназначенную для изменения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида.The system may further comprise a training system for changing the flow parameters of a multiphase and / or multicomponent fluid.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена схема предлагаемой системы измерения расходов многофазных и многокомпонентных флюидов; на фиг. 2 показаны результаты измерения объемного расхода (фиг. 2а), давления (фиг. 2б), температуры (фиг. 2в) и дифференциального давления (фиг. 2г) на этапе обучения системы в соответствии с первым примером реализации изобретения; на фиг. 3 показаны результаты измерения объемного расхода (фиг. 3а), давления (фиг. 3б), температуры (фиг. 3в) и дифференциального давления (фиг. 3г) на всех этапах способа в соответствии с первым примером реализации изобретения; на фиг. 4 показаны результаты измерения объемного расхода (фиг. 4а), давления (фиг. 4б), температуры (фиг. 4в), дифференциального давления (фиг. 4 г), плотности смеси (фиг. 4д) и суммарного массового расхода (фиг. 4е) на этапе обучения системы в соответствии со вторым примером реализации изобретения; на фиг. 5 показаны результаты измерения объемного расхода (фиг. 5а), давления (фиг. 5б), температуры (фиг. 5в), дифференциального давления (фиг. 5 г), плотности смеси (фиг. 5д) и суммарного массового расхода (фиг. 5е) на всех этапах способа в соответствии со вторым примером реализации изобретения; на фиг. 6 показаны результаты измерения расхода газа (фиг. 6а), расхода жидкости (фиг. 6б), давления (фиг. 6в), температуры (фиг. 6г), объемного расхода (фиг. 6д) и обводненности (фиг. 6е) на этапе обучения системы в соответствии с третьим примером реализации изобретения; на фиг. 7 показаны результаты измерения расхода газа (фиг. 7а), расхода жидкости (фиг. 7б), давления (фиг. 7в), температуры (фиг. 7г), объемного расхода (фиг. 7д) и обводненности (фиг. 7е) на всех этапах способа в соответствии с третьим примером реализации изобретения.The invention is illustrated by drawings, where Fig. 1 shows a diagram of the proposed system for measuring the flow rates of multiphase and multicomponent fluids; in fig. 2 shows the results of measuring the volumetric flow rate (Fig. 2a), pressure (Fig. 2b), temperature (Fig. 2c) and differential pressure (Fig. 2d) at the stage of training the system in accordance with the first embodiment of the invention; in fig. 3 shows the results of measuring the volumetric flow rate (Fig. 3a), pressure (Fig. 3b), temperature (Fig. 3c) and differential pressure (Fig. 3d) at all stages of the method in accordance with the first embodiment of the invention; in fig. 4 shows the results of measuring the volumetric flow rate (Fig.4a), pressure (Fig.4b), temperature (Fig.4c), differential pressure (Fig.4d), mixture density (Fig.4e) and total mass flow rate (Fig.4e ) at the stage of training the system in accordance with the second example of the implementation of the invention; in fig. 5 shows the results of measuring the volumetric flow rate (Fig.5a), pressure (Fig.5b), temperature (Fig.5c), differential pressure (Fig.5d), mixture density (Fig.5e) and total mass flow (Fig.5e ) at all stages of the method in accordance with the second example of implementation of the invention; in fig. 6 shows the results of measuring the gas flow rate (Fig.6a), liquid flow rate (Fig.6b), pressure (Fig.6c), temperature (Fig.6d), volumetric flow rate (Fig.6e) and water cut (Fig.6e) at the stage training the system in accordance with the third example of implementation of the invention; in fig. 7 shows the results of measuring the gas flow rate (Fig.7a), liquid flow rate (Fig.7b), pressure (Fig.7c), temperature (Fig.7d), volumetric flow rate (Fig.7e) and water cut (Fig.7e) at all steps of the method in accordance with the third example of implementation of the invention.

Сущность изобретения заключается в использовании набора датчиков, чувствительных к определенному набору параметров добываемого из скважины потока многокомпонентного и/или многофазного флюида (общий массовый расход, объемные доли расходов, давление и температура в потоке флюидов, эффективная плотность флюида, эффективная вязкость смеси и т.д.), для измерения этих параметров. Вычислительный модуль отвечает за сбор данных и их обработку с помощью математических моделей и алгоритмов, что позволяет пересчитывать генерируемый в процессе измерений поток данных в значения расходов для каждой из фаз и компонент (нефть, вода, газ). В качестве математических моделей, например, могут быть использованы методы машинного обучения с учителем. Обучение моделей происходит при помощи эталонного многофазного расходомера, который устанавливают вместе с набором датчиков. Расходомер предоставляет точные, непрерывные результаты измерений расходов фаз и/или компонент добываемого потока и выступает в роли «учителя». Используя данные с набора датчиков и данные эталонного расходомера, можно восстановить связь (корреляцию) между расходами фаз и/или компонент и показаниями датчиков. При необходимости дополнительно может быть использовано специальное оборудование - обучающее устройство - для изменения параметров и свойств потока (таких как обводненность (WC), газовый фактор (GVF), и др.), для покрытия более обширного диапазона значений параметров потока. Когда процесс обучения окончен, эталонный расходомер и обучающее устройство можно отключить от системы, а расходы фаз и/или компонент будут вычисляться с использованием только данных, получаемых от набора датчиков. Таким образом, данная система позволяет измерять расходы фаз и компонент с высокой точностью, при этом не используя на постоянной основе точный, но зачастую дорогой эталонный расходомер.The essence of the invention lies in the use of a set of sensors that are sensitive to a certain set of parameters of the flow of a multicomponent and / or multiphase fluid produced from a well (total mass flow rate, volumetric flow rates, pressure and temperature in the fluid flow, effective fluid density, effective mixture viscosity, etc. .) to measure these parameters. The computing module is responsible for collecting data and processing them using mathematical models and algorithms, which allows you to recalculate the data flow generated during the measurement process into flow rates for each of the phases and components (oil, water, gas). Supervised machine learning methods can be used as mathematical models, for example. Models are trained using a multiphase reference flow meter, which is installed along with a set of sensors. The flowmeter provides accurate, continuous measurements of the flow rates of the phases and / or the component of the produced flow and acts as a "teacher". Using data from a set of sensors and data from a reference flow meter, it is possible to restore the relationship (correlation) between the flow rates of phases and / or components and the readings of the sensors. If necessary, additional equipment can be used - a training device - to change the parameters and properties of the flow (such as water cut (WC), gas factor (GVF), etc.), to cover a wider range of flow parameters. When the learning process is complete, the reference flow meter and trainer can be disconnected from the system, and the phase and / or component flow rates will be calculated using only the data from the set of sensors. Thus, this system allows you to measure the flow rates of phases and components with high accuracy, while not using an accurate, but often expensive, reference flow meter on an ongoing basis.

Схема возможной реализации системы измерения расходов многофазных и многокомпонентных флюидов показана на Фиг. 1. Под многофазным потоком понимается поток флюидов с двумя различными термодинамическими фазами - жидкость и газ. Под многокомпонентным потоком понимается поток флюидов с двумя или более химическими компонентами, например, нефть, вода, метан. Измерения осуществляют на устье скважины на поверхности. Как показано на фиг. 1, на линии 1 потока, подключенной к скважине (не показана), установлены набор датчиков 2 и вычислительный модуль 3, предназначенный для сбора и обработки результатов измерений.A diagram of a possible implementation of a system for measuring the flow rates of multiphase and multicomponent fluids is shown in Fig. 1. Multiphase flow is understood as a flow of fluids with two different thermodynamic phases - liquid and gas. A multicomponent flow is understood as a fluid flow with two or more chemical components, for example, oil, water, methane. The measurements are carried out at the surface of the wellhead. As shown in FIG. 1, on a flow line 1 connected to a well (not shown), a set of sensors 2 and a computing module 3 are installed for collecting and processing measurement results.

На той же линии 1 потока установлены многофазный эталонный расходомер 4 и при необходимости дополнительное обучающее устройство 5.On the same flow line 1, a multiphase reference flow meter 4 and, if necessary, an additional training device 5 are installed.

Поток флюидов, добываемых из скважины, поступает в линию 1 потока. Датчики 2 начинают непрерывные первичные измерения давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида. Одновременно эталонный расходомер 4 измеряет значения расходов фаз и компонент добываемого флюида. Все полученные в процессе измерений данные поступают в вычислительный модуль 3 для их сбора и обработки.The flow of fluids produced from the well enters the flow line 1. The sensors 2 begin continuous primary measurements of pressure, temperature and at least one additional parameter of the flow of the produced multiphase and / or multicomponent fluid. Simultaneously, the reference flow meter 4 measures the values of the flow rates of the phases and the component of the produced fluid. All data obtained in the course of measurements are sent to the computing module 3 for their collection and processing.

Дополнительными параметрами потока, к изменению которых могут быть чувствительны установленные датчики, являются: эффективная скорость потока флюидов, скорость каждой из компонент и/или фаз, скорость звука в среде потока, эффективная плотность смеси компонент или одной или нескольких фаз, объемный и массовой расход одной или нескольких компонент или фаз, объемная доля одной или нескольких компонент (например, воды) или фаз, вязкости компонент и эффективная вязкость, диэлектрическая проницаемость или проводимость флюидов потока. Набор датчиков 2 подбирают в зависимости от ожидаемых свойств многофазного и/или многокомпонентного потока и количества входящих в него компонент. Например, при установке датчиков на скважине с низким или нулевым содержанием воды в потоке, установка датчиков, чувствительных к диэлектрической проницаемости может не требоваться, при этом в скважинах с высоким содержанием воды в потоке, наличие таких датчиков может значительно улучшить надежность и точность измерения.Additional flow parameters, to which the installed sensors can be sensitive, are: the effective flow rate of fluids, the speed of each of the components and / or phases, the speed of sound in the flow medium, the effective density of a mixture of components or one or more phases, the volumetric and mass flow rate of one or several components or phases, the volume fraction of one or more components (for example, water) or phases, the viscosities of the components and the effective viscosity, dielectric constant or conductivity of the fluids of the flow. The set of sensors 2 is selected depending on the expected properties of the multiphase and / or multicomponent flow and the number of components included in it. For example, when installing sensors in a well with low or zero water content in the flow, the installation of sensors that are sensitive to dielectric constant may not be required, while in wells with a high water content in the flow, the presence of such sensors can significantly improve the reliability and accuracy of the measurement.

Обязательной является установка на линии 1 датчиков, чувствительных к изменению давления и температуры. Дополнительные датчики могут устанавливаться при необходимости улучшения чувствительности или точности измерения. К таким датчикам и устройствам относятся расходомеры (кориолис, электромагнитный, турбинный, вихревой, ультразвуковой); сужающие устройства (трубка вентури, диафрагма); ультразвуковые датчики (по измерению времени прохождения сигнала, скорости звука, допплеровского сдвига датчики), оптические, инфракрасные и рентгеновские датчики, датчики обводненности, включая датчики индуктивности, проводимости, сопротивления, СВЧ, емкости, и т.д., датчики дифференциального давления и температуры, термические датчики.It is mandatory to install sensors on line 1 that are sensitive to changes in pressure and temperature. Additional sensors can be installed to improve sensitivity or measurement accuracy. Such sensors and devices include flow meters (Coriolis, electromagnetic, turbine, vortex, ultrasonic); constriction devices (venturi tube, diaphragm); ultrasonic sensors (measuring the signal transit time, speed of sound, Doppler shift sensors), optical, infrared and X-ray sensors, water cut sensors, including sensors of inductance, conductivity, resistance, microwave, capacitance, etc., differential pressure and temperature sensors , thermal sensors.

Основная задача набора датчиков 2, чувствительных к определенным параметрам потока, заключается в обеспечении непрерывной записи разных параметров потока, которые в дальнейшем будут использоваться для расчета расхода каждой из фаз и/или компонент.The main task of the set of sensors 2, sensitive to certain flow parameters, is to provide continuous recording of different flow parameters, which will later be used to calculate the flow rate of each of the phases and / or components.

Вычислительный модуль 3 для сбора и обработки результатов измерений состоит из процессоров и программного обеспечения, которые предназначены для следующих целей: сбор и хранение данных, фильтрация данных, предобработка данных, расчет потоков, корректировка системы и моделей, автоматизация, и т.д. Используя математические модели и методы машинного обучения с учителем, модуль 3 обеспечивает обучение, то есть установление зависимостей между показаниями набора датчиков 2 и значениями расходов каждой фазы и/или компоненты, получаемыми посредством эталонного расходомера 4. Эталонный расходомер 4 измеряет значения объемного или массового расхода в единицу времени каждой из фаз/ компонент многофазного и/или многокомпонентного потока, например, объемного расхода в терминах м3/день для нефти, воды и газа. Помимо параметров расхода, эталонный расходомер 4 может вычислять дополнительные параметры потока, такие как плотность каждой из компонент, плотность потока флюидов, объемные и массовые доли каждой из фаз и/или, давление и температуру на линии потока. Он используется как эталон при обучении и позволяет установить связь (корреляцию) между показаниями датчиков и расходами. Концептуально, расходомер 4 играет роль «учителя» для всей системы и в методах машинного обучения с учителем в частности. В качестве эталонного расходомера 4 может быть использован любой расходомер (например, Schlumberger Vx meter - описание доступно по адресу www.slb.com/reservoir-characterization/reservoir-testing/surface-testing/surface-multiphase-flowmetering/vx-spectra-surface-multiphase-flowmeter), который способен на непрерывные и точные измерения расходов многокомпонентных и/или многофазных потоков флюидов.Computing module 3 for collecting and processing measurement results consists of processors and software, which are designed for the following purposes: data collection and storage, data filtering, data preprocessing, flow calculation, system and model correction, automation, etc. Using mathematical models and supervised machine learning methods, module 3 provides training, that is, the establishment of relationships between the readings of a set of sensors 2 and the flow values of each phase and / or component obtained by the reference flow meter 4. The reference flow meter 4 measures the values of volumetric or mass flow in unit of time of each of the phases / components of the multiphase and / or multicomponent flow, for example, volumetric flow in terms of m 3 / day for oil, water and gas. In addition to the flow parameters, the reference flow meter 4 can calculate additional flow parameters such as the density of each of the components, the fluids flow density, the volume and mass fractions of each of the phases and / or, the pressure and temperature in the flow line. It is used as a reference in training and allows you to establish a relationship (correlation) between sensor readings and flow rates. Conceptually, flowmeter 4 plays the role of a “teacher” for the entire system and in supervised machine learning methods in particular. Any flow meter can be used as a reference flow meter 4 (for example, Schlumberger Vx meter - the description is available at www.slb.com/reservoir-characterization/reservoir-testing/surface-testing/surface-multiphase-flowmetering/vx-spectra-surface -multiphase-flowmeter), which is capable of continuous and accurate flow measurement of multicomponent and / or multiphase fluid flows.

Основная задача на данном этапе способа - это собрать достаточное количество данных, чтобы установить связь между показаниями набора датчиков 2 и значениями расходов, то есть осуществить обучение системы измерения расходов.The main task at this stage of the method is to collect a sufficient amount of data to establish a relationship between the readings of the set of sensors 2 and the flow values, that is, to train the flow measurement system.

На следующем этапе способа осуществляют обучение системы - устанавливают зависимость между измеренными посредством набора датчиков 2 давлением, температурой и по меньшей мере одним дополнительным параметром потока добываемого флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера 4.At the next stage of the method, the system is trained - a relationship is established between the pressure, temperature and at least one additional parameter of the produced fluid flow measured by the set of sensors 2 and the values of the phase flow rates and / or the components of the produced fluid measured by the reference multiphase flow meter 4.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения при необходимости проводят дополнительное обучение (дообучение) системы. Дообучение рекомендуется проводить, когда результаты первичных измерений, которые были использованы для первоначального обучения, значительно отличаются от тех, что наблюдаются в настоящем времени. Например, за счет значительного изменения давления в линии в связи с истощением резервуара с течением времени.In accordance with one of the embodiments of the invention, if necessary, additional training (additional training) of the system is carried out. It is recommended to carry out additional training when the results of the primary measurements that were used for the initial training differ significantly from those observed in the present time. For example, due to a significant change in line pressure due to depletion of the reservoir over time.

Дополнительное обучение осуществляют путем изменения параметров потока добываемого флюида в процессе дополнительных измерений параметров потока. Для этого используют обучающее устройство 5 для изменения параметров потока (обводненности (WC), газового фактора (GVF) и т.д.). Дополнительные измерения эталонным расходомером 4 и набором датчиков 2 проводят до тех пор, пока математическая модель или модель машинного обучения не обучится до необходимого уровня точности измерения расходов компонент и фаз, или пока этап обучения не превысит заданный временной интервал (к примеру, 2 дня). Например, необходимый уровень точности может задаваться в терминах относительной ошибки (например, 5 процентов) мгновенных или кумулятивных расходов по нефти, жидкости и газу, вычисленной между расходами, полученными с помощью эталонного расходомера и набора датчиков 2 на калибровочных данных.Additional training is carried out by changing the parameters of the flow of the produced fluid in the process of additional measurements of the flow parameters. For this, a training device 5 is used to change the flow parameters (water cut (WC), gas factor (GVF), etc.). Additional measurements with reference flow meter 4 and set of sensors 2 are carried out until the mathematical model or machine learning model is trained to the required level of accuracy in measuring the flow rates of components and phases, or until the training stage exceeds a specified time interval (for example, 2 days). For example, the required level of accuracy can be specified in terms of a relative error (for example, 5 percent) of instantaneous or cumulative oil, liquid and gas flow rates calculated between flows obtained using a reference flow meter and a set of sensors 2 on the calibration data.

Роль обучающего устройства 5 заключается в том, чтобы искусственным способом варьировать параметры исследуемого потока, такие как обводненность, газовый фактор, расходы газа, нефти и воды. Например, такое устройство может состоять из дополнительного набора труб, резервуаров, насосов, сепараторов, расходомеров, которые могут закачивать или выкачивать определенный объем жидкости и газа в поток до того, как он измеряется. Данная процедура добавляет адаптивности всей системе, позволяет ей расширить доверительный интервал параметров потока, что позволяет увеличить точность и стабильность измерений при отключении эталонного расходомера после этапа обучения.The role of the training device 5 is to artificially vary the parameters of the studied flow, such as water cut, gas factor, gas, oil and water flow rates. For example, such a device can consist of an additional set of pipes, tanks, pumps, separators, flow meters that can pump or pump a certain volume of liquid and gas into the stream before it is measured. This procedure adds adaptability to the entire system, allows it to expand the confidence interval of the flow parameters, which makes it possible to increase the accuracy and stability of measurements when the reference flow meter is turned off after the training stage.

Когда процесс обучения окончен и зависимость между показаниями датчиков и расходами установлена, набор датчиков 2 и вычислительный модуль 3 должны самостоятельно вычислять значения расходов фаз и компонентов с достаточной точностью исходя из результатов измерений давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока посредством набора датчиков 2. Непрерывный поток данных подвергается постоянной проверке, проводится анализ качества данных, обработка и хранение данных, а также оценка качества математической модели или модели машинного обучения, которая прогнозирует значения расходов, и возможное обнаружение необходимости дополнительной настройки данной модели или даже калибровки всей системы.When the learning process is over and the relationship between the readings of the sensors and the flow rates is established, the set of sensors 2 and the computational module 3 must independently calculate the values of the flow rates of phases and components with sufficient accuracy based on the results of measurements of pressure, temperature and at least one additional flow parameter by means of a set of sensors 2 The continuous data flow is constantly checked, data quality analysis, data processing and storage is carried out, as well as the quality assessment of a mathematical model or machine learning model that predicts flow rates, and the possible detection of the need for additional adjustment of this model or even calibration of the entire system.

На следующем этапе способа эталонный расходомер 4 отключают от линии 1 потока и осуществляют текущие измерения давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока посредством набора датчиков 2. Значения расходов фаз и/или компонент потока добываемого флюида определяют на основе установленной зависимости.In the next step of the method, the reference flow meter 4 is disconnected from the flow line 1 and current measurements of pressure, temperature and at least one additional flow parameter are performed by means of a set of sensors 2. The phase flow rates and / or the component of the produced fluid flow are determined based on the established relationship.

Далее приведены примеры реализации изобретения, осуществленные с помощью экспериментального прототипа системы во время проведения контролируемого эксперимента на проливном стенде "Эталон" компания "ОЗНА".The following are examples of the implementation of the invention, carried out using an experimental prototype of the system during a controlled experiment at the pouring stand "Etalon" company "OZNA".

Рассмотрим первый пример реализации изобретения с использованием набора датчиков, содержащего датчик давления (Р), датчик температуры (Т) и датчик дифференциального давления (dP), установленный на сужающем устройстве типа "диафрагма". Набор датчиков и эталонный многофазный расходомер Vx-Spectra подключают к проливному стенду, создающему многофазные и многокомпонентные потоки на линии и имитирующему работу скважины. Этот стенд состоит из набора труб, резервуаров, насосов, расходомеров, сопел, датчиков и позволяет перекачивать многокомпонентные (exxsol, вода, воздух) и многофазные (жидкость, газ) потоки через рабочую линию (в данном случае труба внутреннего диаметра 50 мм) с контролируемыми расходами каждой и компонент или фаз. В рамках контролируемого эксперимента набор датчиков и эталонной расходомер также установлены на линию потока, и подключены к вычислительному модулю для сбора и обработки данных. На первом этапе осуществляют процесс сбора данных с датчиков и расходомера. На Фиг. 2а показаны результаты измерения объемного расхода нефти эталонным расходомером, на Фиг. 2б - результаты измерения давления, на Фиг. 2в - результаты измерения температуры, на Фиг. 2 г - результаты измерения дифференциального давления. Цель данного этапа - собрать данные и установить связь между расходами и значениями датчиков давления, температуры и дифференциального давления (Q=f(P, T, dP)).Consider the first example of implementation of the invention using a set of sensors containing a pressure sensor (P), a temperature sensor (T) and a differential pressure sensor (dP) mounted on a restriction device of the "diaphragm" type. A set of sensors and a Vx-Spectra multiphase reference flowmeter are connected to a pour stand that creates multiphase and multicomponent flows in the line and simulates well operation. This stand consists of a set of pipes, tanks, pumps, flow meters, nozzles, sensors and allows pumping multicomponent (exxsol, water, air) and multiphase (liquid, gas) flows through a working line (in this case, a pipe with an inner diameter of 50 mm) with controlled the costs of each and component or phases. As part of a controlled experiment, a set of sensors and a reference flow meter are also installed on the flow line, and connected to a computing module for data collection and processing. At the first stage, the process of collecting data from sensors and a flow meter is carried out. FIG. 2a shows the results of measuring the volumetric flow rate of oil with a reference flow meter, FIG. 2b - the results of measuring the pressure, in Fig. 2c - the results of temperature measurements, in Fig. 2 d - the results of measuring the differential pressure. The purpose of this stage is to collect data and establish a relationship between the flow rates and the values of the pressure, temperature and differential pressure sensors (Q = f (P, T, dP)).

После того как данные были получены и процесс установления зависимости между расходами и значениями датчиков был завершен, эталонный расходомер отключают от системы. Остается лишь набор датчиков, продолжающий получать текущие данные с датчиков давления, температуры и дифференциального давления, а также вычислительный модуль, включающий модель, откалиброванную с помощью методов машинного обучения, которая по этим данным рассчитывает потоки. Данные, приведенные на Фиг. 3а - Фиг. 3г, повторяют данные с Фиг. 2а - Фиг.2 г вплоть до вертикальной линии - это момент, когда эталонный отключают от системы. Далее датчики давления (Фиг. 3б), температуры (Фиг. 3в) и дифференциального давления (Фиг. 3г) продолжают считывать данные, однако объемный расход нефти теперь не считывается, а прогнозируется моделью машинного обучения (Фиг. 3а). На Фиг. 3а эти предсказания показаны пунктирной линией.After the data has been obtained and the process of establishing the relationship between flow rates and sensor values has been completed, the reference flow meter is disconnected from the system. All that remains is a set of sensors that continue to receive current data from pressure, temperature and differential pressure sensors, as well as a computational module that includes a model calibrated using machine learning methods, which calculates flows from these data. The data shown in FIG. 3a - FIG. 3d, the data from FIG. 2a - 2d up to the vertical line - this is the moment when the reference is disconnected from the system. Further, the sensors for pressure (Fig. 3b), temperature (Fig. 3c) and differential pressure (Fig. 3d) continue to read data, however, the volumetric oil flow rate is no longer read, but is predicted by a machine learning model (Fig. 3a). FIG. 3a, these predictions are shown with dashed lines.

Рассмотрим другой пример, где набор датчиков содержит датчик давления, датчик температуры, датчик дифференциального давления и Кориолисовый расходомер массового расхода, который фиксирует плотность потока флюидов и суммарный массовый расход через линию. На первом этапе сбора данных осуществляют измерения объемного расхода нефти посредством эталонного расходомера (Фиг. 4а), измерения давления (Фиг. 4б), измерения температуры (Фиг. 4в), измерения дифференциального давления (Фиг. 4г), измерения плотности потока флюидов посредством Кориолисового массового расходомера (Фиг. 4д) и измерения суммарного массового расхода посредством того же расходомера (Фиг. 4е).Consider another example where the sensor array contains a pressure sensor, a temperature sensor, a differential pressure sensor, and a Coriolis mass flow meter that records the fluids flow density and total mass flow through the line. At the first stage of data collection, the volumetric flow rate of oil is measured by means of a reference flow meter (Fig.4a), pressure measurement (Fig.4b), temperature measurement (Fig.4c), differential pressure measurement (Fig.4d), mass flow meter (Fig. 4e) and measuring the total mass flow by means of the same flow meter (Fig. 4e).

На втором этапе эталонный расходомер отключают от системы. Остается лишь набор датчиков, которые продолжают считывать данные с датчика давления (Фиг. 5б), температуры (Фиг. 5в), дифференциального давления (Фиг. 5г) и кориолиса (Фиг. 5д, Фиг. 5е). По этим данным модель машинного обучения прогнозирует объемный расход нефти (Фиг. 5а). На Фиг. 5а - Фиг. 5е изображены данные с первого и второго этапа, которые разделены вертикальной чертой, а прогнозируемые значения объемного расхода нефти изображены пунктирной линией.In a second step, the reference flow meter is disconnected from the system. There remains only a set of sensors that continue to read data from the pressure sensor (Fig. 5b), temperature (Fig. 5c), differential pressure (Fig. 5d) and Coriolis (Fig. 5e, Fig. 5e). From this data, the machine learning model predicts the volumetric oil flow rate (Fig. 5a). FIG. 5a - Fig. 5e depicts the data from the first and second stages, which are separated by a vertical bar, and the predicted values of the volumetric oil flow rate are shown by the dashed line.

Рассмотрим пример многокомпонентного потока, когда в скважине присутствует и газ, и жидкость. Также продемонстрируем работу обучающего устройства, которое обеспечивает изменение параметров потока, чтобы расширить диапазон наблюдаемых величин. В роли обучающего устройства будем рассматривать набор труб, насосов, емкостей, датчиков, позволяющих осуществлять контроль над покомпонентными расходами на линии, и в рамках проведенного эксперимента, являющимися составной частью проливного стенда.Consider an example of a multicomponent flow when both gas and liquid are present in the well. We will also demonstrate the operation of a training device that provides a change in flow parameters in order to expand the range of observed values. In the role of a training device, we will consider a set of pipes, pumps, tanks, sensors that allow control over the component flow rates on the line, and within the framework of the experiment, which are part of the pouring stand.

В данном случае набор датчиков содержит датчик давления, датчик температуры, турбинный расходомер, который измеряет объемный расход (Qv), и датчик обводненности, который измеряет долю воды в жидкой фазе (WC). В данном примере эталонный расходомер фиксирует расход газа и расход жидкости, эти же величины будут прогнозироваться, когда эталонный расходомер будет отключен от системы. В этом примере используют обучающее устройство, которое изменяет параметры потока следующим образом: добавляет в систему газ и убирает из системы жидкость, в связи с чем в системе изменяется и давление, и температура, и обводненность и сумарный объемный расход. Такой подход варьирования параметров соответствует возможному варианту развития скважины: когда за счет снижения забойного давления, давление на линии также падает со временем, что приводит к увеличению объемной доли газа и уменьшению доли нефти. При использовании обучающего устройства процесс обучения математической модели или модели машинного обучения можно разделить на две части: обучение без использования обучающего устройство и обучение с использованием обучающего устройства. На Фиг. 6 эти этапы разделены вертикальной чертой. По данным датчика температуры Т (°С) и обводненности WC (%) видно, что обучающее устройство сильно изменяет диапазон наблюдаемых значений. Для датчика обводненности, к примеру, значения находятся в диапазоне от 60% до 70%, однако обучающее устройство позволяет получить значения вплоть до 95%. Таким образом, обогащаются данные для правильного построения модели машинного обучения, которая сможет прогнозировать расходы точнее и на более длительном интервале времени. Этап прогнозирования остается неизменным: обучающее устройство и эталонный расходомер отключают от системы и продолжают считывать данные с датчиков давления, температуры, турбинного расходомера и датчика обводненности. По этим данным уже обученная модель машинного обучения (или математическая модель) способна рассчитать как расход газа, так и расход жидкости. На Фиг. 7 - первые два этапа повторяют процесс обучения, который продемонстрирован на Фиг. 6, а третий этап - это этап прогнозирования, где расход газа и нефти обозначаются пунктирной линией.In this case, the sensor set contains a pressure sensor, a temperature sensor, a turbine meter that measures volumetric flow (Qv), and a water cut sensor that measures the proportion of water in the liquid phase (WC). In this example, the reference meter records gas and liquid flow rates, which will be predicted when the reference meter is disconnected from the system. In this example, a training device is used that changes the flow parameters in the following way: adds gas to the system and removes liquid from the system, and therefore the system changes the pressure and temperature, and water cut and total volumetric flow rate. This approach of varying the parameters corresponds to a possible variant of well development: when, due to a decrease in bottomhole pressure, the pressure on the line also decreases with time, which leads to an increase in the volume fraction of gas and a decrease in the proportion of oil. When using a learning device, the learning process of a mathematical model or a machine learning model can be divided into two parts: learning without using a learning device and learning using a learning device. FIG. 6 these stages are separated by a vertical bar. According to the data of the temperature sensor T (° C) and water cut WC (%), it can be seen that the training device greatly changes the range of observed values. For a water cut sensor, for example, the values are in the range of 60% to 70%, but the trainer can get values up to 95%. Thus, the data is enriched for the correct construction of a machine learning model that can predict costs more accurately and over a longer period of time. The prediction phase remains unchanged: the trainer and the reference meter are disconnected from the system and continue to read data from the pressure, temperature, turbine meter, and water cut sensors. From this data, an already trained machine learning model (or mathematical model) is able to calculate both the gas flow rate and the liquid flow rate. FIG. 7 - the first two steps repeat the learning process shown in FIG. 6, and the third stage is the forecasting stage, where the gas and oil flow rates are indicated by a dashed line.

Claims (11)

1. Способ измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, в соответствии с которым:1. A method for measuring the flow rate of a multiphase and / or multicomponent fluid produced from an oil and gas well, according to which: - на устье скважины посредством датчиков, установленных на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, осуществляют непрерывные первичные измерения давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока добываемого флюида;- at the wellhead by means of sensors installed on the flow line of the produced multiphase and / or multicomponent fluid, continuous primary measurements of pressure, temperature and at least one additional parameter of the produced fluid flow are performed; - одновременно измеряют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида посредством эталонного многофазного расходомера, установленного на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида;- simultaneously measure the values of the flow rates of the phases and / or the component of the produced fluid by means of a reference multiphase flow meter installed on the flow line of the produced multiphase and / or multicomponent fluid; - устанавливают зависимость между измеренными в процессе первичных измерений давлением, температурой и дополнительными параметрами потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера;- establishing a relationship between the pressure, temperature and additional parameters of the produced multiphase and / or multicomponent fluid flow measured during the primary measurements and the values of the phase flow rates and / or the components of the produced fluid measured by a reference multiphase flow meter; - осуществляют последующие непрерывные измерения давления, температуры и дополнительных параметров потока многофазного и/или многокомпонентного добываемого флюида посредством набора датчиков и определяют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида на основе установленной зависимости.- subsequent continuous measurements of pressure, temperature and additional parameters of the flow of the multiphase and / or multicomponent produced fluid are carried out by means of a set of sensors and the values of the flow rates of the phases and / or the component of the produced fluid are determined based on the established relationship. 2. Способ измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, по п. 1, в соответствии с которым для установления зависимости между измеренными в процессе первичных измерений давлением, температурой и дополнительными параметрами потока и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида дополнительно осуществляют изменения параметров потока добываемого флюида в скважине и проводят дополнительные измерения давления, температуры и дополнительных параметров потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, а также дополнительные измерения значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида посредством эталонного многофазного расходомера.2. A method of measuring the flow rates of a multiphase and / or multicomponent fluid produced from an oil and gas well, according to claim 1, according to which, in order to establish a relationship between the pressure, temperature and additional flow parameters measured during the primary measurements and the values of the flow rates of the phases and / or components The produced fluid additionally changes the parameters of the produced fluid flow in the well and performs additional measurements of pressure, temperature and additional parameters of the produced multiphase and / or multicomponent fluid flow, as well as additional measurements of the phase flow rates and / or components of the produced fluid using a reference multiphase flow meter. 3. Система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, содержащая:3. A system for measuring the flow rate of a multiphase and / or multicomponent fluid produced from an oil and gas well, containing: - набор датчиков, чувствительных к давлению, температуре и по меньшей мере одному дополнительному параметру потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и установленных на линии потока добываемого флюида на устье скважины;- a set of sensors that are sensitive to pressure, temperature and at least one additional parameter of the produced multiphase and / or multicomponent fluid flow and installed on the flow line of the produced fluid at the wellhead; - эталонный многофазный расходомер, предназначенный для измерения значений расходов фаз и/или компонент добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и установленный на линии потока добываемого флюида на устье скважины;- a reference multiphase flowmeter designed to measure the values of the flow rates of phases and / or a component of the produced multiphase and / or multicomponent fluid and installed on the flow line of the produced fluid at the wellhead; - вычислительный модуль, предназначенный для сбора и обработки результатов измерений и установления зависимости между измеренными давлением, температурой и дополнительными параметрами потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера.- a computing module designed to collect and process measurement results and establish a relationship between the measured pressure, temperature and additional parameters of the produced multiphase and / or multicomponent fluid flow and the values of the flow rates of the phases and / or the components of the produced fluid measured by a reference multiphase flow meter. 4. Система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины по п. 1, дополнительно содержащая обучающую систему, предназначенную для изменения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида.4. A system for measuring the flow rate of a multiphase and / or multicomponent fluid produced from an oil and gas well according to claim 1, further comprising a training system designed to change the flow parameters of a multiphase and / or multicomponent fluid.
RU2020120833A 2020-04-30 2020-04-30 Method and system for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluid extracted from oil and gas well RU2754656C1 (en)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020120833A RU2754656C1 (en) 2020-04-30 2020-04-30 Method and system for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluid extracted from oil and gas well
US17/243,630 US11808149B2 (en) 2020-04-30 2021-04-29 Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well
US18/471,320 US20240011395A1 (en) 2020-04-30 2023-09-21 Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020120833A RU2754656C1 (en) 2020-04-30 2020-04-30 Method and system for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluid extracted from oil and gas well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2754656C1 true RU2754656C1 (en) 2021-09-06

Family

ID=77670004

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020120833A RU2754656C1 (en) 2020-04-30 2020-04-30 Method and system for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluid extracted from oil and gas well

Country Status (2)

Country Link
US (2) US11808149B2 (en)
RU (1) RU2754656C1 (en)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20230250717A1 (en) * 2022-02-09 2023-08-10 Saudi Arabian Oil Company Auto-correction for water cut measurements from multi-phase flowmeter in undersaturated oil wells
TWI829523B (en) * 2023-02-03 2024-01-11 國立中央大學 Method of measuring physical properties
CN117569803B (en) * 2024-01-19 2024-03-26 四川速聚智联科技有限公司 Prediction method and system for automatic drug delivery drainage of natural gas well

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4429581A (en) * 1981-05-26 1984-02-07 Baker Cac, Inc. Multiphase flow measurement system
US4773257A (en) * 1985-06-24 1988-09-27 Chevron Research Company Method and apparatus for testing the outflow from hydrocarbon wells on site
US5029482A (en) * 1989-02-03 1991-07-09 Chevron Research Company Gas/liquid flow measurement using coriolis-based flow meters
US6810719B2 (en) * 1999-10-28 2004-11-02 Micro Motion, Inc. Multiphase flow measurement system
RU2604101C1 (en) * 2015-10-20 2016-12-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of gas wells flooding process control
RU2701268C1 (en) * 2018-06-15 2019-09-25 Анастасия Александровна Самбурова Method for measuring flow rate of oil wells

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2190096C2 (en) 2000-12-14 2002-09-27 ОАО "Нефтемаш" Plant determining yield of well
RU59715U1 (en) 2006-08-23 2006-12-27 Рафаиль Кимович Шарипов OIL, GAS AND WATER WELL PRODUCT METER
RU2338873C2 (en) 2006-11-07 2008-11-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Well cluster productivity determining system
RU2338874C2 (en) 2006-11-28 2008-11-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Group of wells' efficiency determination system using one flow rate meter
RU2344288C2 (en) 2006-12-07 2009-01-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Method of determining production capacity of well field
RU76070U1 (en) 2008-03-17 2008-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "Корпорация Уралтехнострой" (ООО Корпорация Уралтехнострой") DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS
GB2487519B (en) 2009-10-21 2015-04-29 Schlumberger Holdings System, method, and computer readable medium for calculating well flow rates produced with electrical submersible pumps
RU114338U1 (en) 2011-10-31 2012-03-20 Закрытое Акционерное Общество "Аргоси" DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS
US9347310B2 (en) 2012-09-20 2016-05-24 Weatherford Technology Holdings, Llc Multiphase flowmeter for subsea applications
RU2532489C1 (en) * 2013-06-11 2014-11-10 Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") Method for multiphase meters calibration in operating conditions
DE102014210545A1 (en) * 2014-06-04 2015-12-17 Robert Bosch Gmbh Method for calibrating flow meters for fluid media
EP3215712B1 (en) * 2015-01-13 2020-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic downhole leak classification and quantification
US9963956B2 (en) 2015-07-07 2018-05-08 Schlumberger Technology Corporation Modular mobile flow meter system
US20170044876A1 (en) * 2015-08-13 2017-02-16 Michael C. Romer Production Surveillance and Optimization Employing Data Obtained from Surface Mounted Sensors
EP3403058B1 (en) 2016-01-13 2021-07-07 Micro Motion, Inc. Multi-phase coriolis measurement device and method
US10422220B2 (en) * 2016-05-03 2019-09-24 Schlumberger Technology Corporation Method and systems for analysis of hydraulically-fractured reservoirs
CN105841753B (en) * 2016-05-26 2019-01-15 中国水利水电科学研究院 A kind of acquisition methods of canal capacity
RU2655866C1 (en) 2017-07-31 2018-05-29 Общество с ограниченной ответственностью "ПЛКГРУП" Plant for measuring production rate of gas condensate wells

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4429581A (en) * 1981-05-26 1984-02-07 Baker Cac, Inc. Multiphase flow measurement system
US4773257A (en) * 1985-06-24 1988-09-27 Chevron Research Company Method and apparatus for testing the outflow from hydrocarbon wells on site
US5029482A (en) * 1989-02-03 1991-07-09 Chevron Research Company Gas/liquid flow measurement using coriolis-based flow meters
US6810719B2 (en) * 1999-10-28 2004-11-02 Micro Motion, Inc. Multiphase flow measurement system
RU2604101C1 (en) * 2015-10-20 2016-12-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of gas wells flooding process control
RU2701268C1 (en) * 2018-06-15 2019-09-25 Анастасия Александровна Самбурова Method for measuring flow rate of oil wells

Also Published As

Publication number Publication date
US20240011395A1 (en) 2024-01-11
US20210340869A1 (en) 2021-11-04
US11808149B2 (en) 2023-11-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2754656C1 (en) Method and system for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluid extracted from oil and gas well
US7654151B2 (en) Method and apparatus for measuring multi-streams and multi-phase flow
AU2013405149B2 (en) Coriolis direct wellhead measurement devices and methods
DK1893952T3 (en) Method and apparatus for measuring non-homogeneous flow phase velocities.
EP2427735A2 (en) Multi-phase fluid measurement apparatus and method
US11280141B2 (en) Virtual multiphase flowmeter system
EP3426886B1 (en) Determining flow rates of multiphase fluids
Koshoeva et al. Arduino-based automated system for determining water flow consumption in open flow
US20220034697A1 (en) Wet gas flow rate metering method based on a coriolis mass flowmeter and device thereof
EP4107492A1 (en) Coriolis meter apparatus and methods for the characterization of multiphase fluids
US11536598B2 (en) Time-accurate CFD enhanced interpretation of strain-based flow measurement
RU2754408C1 (en) Distributed system and method for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluids extracted from oil and gas wells
RU69147U1 (en) INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS
RU2636139C2 (en) Variable level flowmeter
KR20240028286A (en) Method, apparatus, and parameter training mehtod for friction loss based differential pressure flow measurement
WO2019241980A1 (en) Method and apparatus for early detection of kicks
RU161952U1 (en) MEASURING INSTALLATION
RU132837U1 (en) INSTALLATION FOR DETERMINING PRODUCT PARAMETERS PRODUCED FROM OIL WELLS
Kahatabeh et al. IoT Sensor Integration and Calibration for Open Channel Flow Measurement
Wrobel et al. Soft-sensing, non-intrusive multiphase flow meter
CN116412866A (en) Gas-liquid two-phase flow measurement system and measurement method
BRPI1002658A2 (en) gas-liquid two-phase flow measurement system and related method
UA25669U (en) Device for fast testing of natural gas
GB2482138A (en) Sewage flow metering